Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа

Затем дается детальная характеристика нефти и газа продуктивных пластов tl и bb согласно составленным таблицам по следующей схеме (вместо точек вставить необходимую информацию).

Пласты tl

Свойства флюидов, содержащихся в тульских коллекторах, изучали в скважине …….., в которой из интервалов …..… м получен приток нефти.

Исследовали глубинные и устьевые пробы и получили качественные параметры. Состав и свойства нефти следующие: ……..

Состав и параметры растворенного газа следующие: …….. В выводах приводятся оценка свойств флюидов и их изме-

нение по разрезу месторождения.

Глава 7. Текущее состояние разработки

В данной главе указывается категория и число пробуренных на месторождении скважин на текущую дату. Перечисляются проведенные в разведочных скважинах исследования и приводится информация о промышленной нефтеносности объектов.

Глава 8. Обоснование подсчетных параметров

иподсчет запасов нефти, газа и содержащихся

вних компонентов

Вначале этой главы приводятся общие сведения, на основе которых далее производятся обоснование параметров и подсчет запасов, по следующей схеме (вместо точек и звездочек вставить необходимую информацию).

Пересчет запасов нефти и попутного газа проведен по состоянию на 01.01.*** г. в соответствии с действующими инструкциями по подсчету запасов.

41

elib.pstu.ru

На основе данных бурения скв …..… на Гондыревском месторождении, результатов корреляции, данных интерпретации материалов ГИС и изучения керна была построена двухмерная геологическая модель, которая явилась основой для построения двухмерных карт и выполнения подсчета запасов нефти и растворенного газа.

В основу подсчета запасов положены подсчетные планы по кровле нефтяных пластов .....… (прил. .....…), а также карты эффективных нефтенасыщенных толщин, построенных по данным бурения поисково-разведочных скважин (прил. .....…).

Площадь нефтеносности определялась планиметрированием. Эффективная нефтенасыщенная толщина рассчитывалась как средневзвешенная по площади величина.

Выделению эффективных толщин предшествовала корреляция разреза (прил. .....…). Величины остальных параметров, используемых в формуле подсчета запасов объемным методом, вычислялись как среднеарифметические и средневзвешенные по результатам ГИС, анализов образцов керна, нефти и газа.

8.1. Обоснование выделения подсчетных объектов, категорий запасов и площадей

При построении структурных карт по кровлям пластов …….. месторождения были учтены результаты бурения разведочных скважин …….. и данные ранее проведенных сейсморазведочных работ.

Далее приводится информация отдельно по каждой залежи по следующей схеме (вместо точек вставить необходимые сведения).

Впласте …….. пробурено …….. разведочных скважин.

Вкачестве уровня подсчета запасов принята в пласте …….. абсолютная отметка ВНК …….. м. Структурные построения выполнены по кровле первого проницаемого прослоя (прил……), в зоне замещения пласта глинистыми породами (район скв…….) –

42

elib.pstu.ru

по стратиграфической кровле пласта-аналога. Граница зоны замещения проводилась на середине расстояния между скважинами, где вскрыты породы-коллекторы, и скважиной …….., где они отсутствуют. Внешний контур нефтеносности проведен на абсолютной отметке …….. м. Площадь нефтеносности определялась по карте эффективных нефтенасыщенных толщин планиметрированием. Карты построены в масштабе 1: ………..

Далее следует описание типа залежи, указываются зоны отсутствия коллекторов.

Указываются скважины, находящиеся в контуре нефтеносности.

Указываются категории запасов в районе каждой пробуренной скважины с обоснованием.

Указывается место проведения границы между категориями запасов.

8.2. Обоснование подсчетных параметров

Определение эффективной нефтенасыщенной толщины и коэффициентов производится по следующей схеме (вместо точек вставить необходимую информацию).

8.2.1. Эффективная нефтенасыщенная толщина

Определению границ нефтяных пластов …….. предшествовала корреляция разреза (прил. .…….). Выделение эффективных толщин проводилось в каждой скважине по данным изучения промыслово-геофизических материалов, керна и результатов опробования скважин (прил. ……..).

При выделении проницаемых прослоев по данным ГИС учитывались количественные критерии разделения пород на коллекторы и неколлекторы – нижние пределы пористости, проницаемости и водонасыщенности. Пропластки с пористостью ниже установленного предела …….. в расчет не принима-

43

elib.pstu.ru

лись. Кондиционные значения фильтрационно-емкостных свойств (Kп, Kпр, Kо.в) приняты по аналогии с близлежащими месторождениями.

Результаты выделения эффективных толщин в пределах продуктивных пластов по каждой скважине приведены в табл. 4.2.

Средние значения эффективных нефтенасыщенных толщин вычислялись как средневзвешенные по карте изопахит по фор-

муле …….. .

В таблицах планиметрирования (табл. 8.5, 8.6) приведены расчеты эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивных пластов.

8.2.2. Коэффициент пористости

Пористость коллекторов может изучаться по керну и с помощью методов ГИС. В данной работе пористость породколлекторов определялась только по данным ГИС.

При определении коэффициента пористости Kп по ГК были использованы известные корреляционные зависимости между пористостью терригенных пород и степенью их глинистости Kп = f(Сгл), а также между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород ∆Iγ = f (Cгл ).

При расчете коэффициента пористости по методу двух опорных пластов используется величина двойного разностного параметра ∆Iγ. Параметр, показывающий относительное значе-

ние гамма-активности пластов-коллекторов, учитывает влияние помех при измерении по методу ГК (влияние источника нейтронов в канале НГК, конструктивные особенности измерительной аппаратуры, естественный радиоактивный фон и скважинные условия). Параметр ∆Iγ рассчитывается по формуле

44

elib.pstu.ru

где Iγ пл – значение ГК против пласта-коллектора; Iγ max – максимальные значения ГК против аргиллитов опорного пласта тульского горизонта; Iγ min – минимальные значения ГК против

плотных известняков опорного пласта турнейского яруса; δIγ –

поправка, учитывающая изменения регистрируемой интенсивности гамма-излучения в зависимости от скорости движения прибора V, постоянной времени интегрирующей ячейки ∆t и толщины пласта h.

Поправки вводятся для пластов малой мощности согласно формуле

h ≥ 4V∆t / 3600.

Коэффициент пористости рассчитывается по зависимости для терригенных коллекторов месторождений Куединского вала:

Kп = −32 ∆Iγ2 −52,2 ∆Iγ2 −45 ∆Iγ +24.

Для подсчета запасов нефти и растворенного газа принято средневзвешенное по толщине проницаемых прослоев значение пористости, определенное по ГИС и равное …….. .

Результаты определения коэффициентов пористости Kп в терригенных коллекторах заносятся в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Определение Kп в терригенных коллекторах по ГК в скважине …….. (Гондыревское м-е, скв. ……..,

А.р. = …….. м, ∆l = …….. м)

elib.pstu.ru

8.2.3. Коэффициент нефтенасыщенности

Коэффициент нефтенасыщенности может быть определен по керну и по геофизическим данным.

По керну он оценивается косвенным способом через остаточную водонасыщенность Kо.в по формуле Kн = 1 – Kо.в, где

Kо.в = f Kпр / Kп .

По ГИС нефтенасыщенность продуктивных отложений определяется по данным электрометрии с использованием известных зависимостей Рп = f(Kп), Рн = f (Kо.в) и по зависимости Kо.в = = f (Kп) для карбонатных отложений.

По величине коэффициента пористости нефтенасыщенного прослоя определяется значение параметра пористости по зависимости Рп = f(Kп), полученной по керновым данным в лаборатории физики нефтяного пласта (рис. 16). Далее по известному значению удельного сопротивления пластовой воды ρв рассчитывается удельное сопротивление прослоя ρв.п при условии его 100%-ного водонасыщения:

ρв.п = Рп · ρв,

где ρв – удельное сопротивление пластовой воды, равное 0,045 Ом·м для Пермского Прикамья.

По удельному сопротивлению нефтенасыщенного прослоя ρн.п (определенного по показаниям 2-метрового зонда) и по рассчитанному значению ρв.п рассчитывается параметр насыщения этого прослоя:

Рн = ρн.п . ρв.п

По зависимости Рн = f (Kо.в ), полученной в лаборатории

физики нефтяного пласта (рис. 17), определяется коэффициент нефтенасыщенности проницаемого прослоя:

Kн = 1 – Kо.в.

46

elib.pstu.ru

Коэффициент нефтенасыщенности считается как средневзвешенное по пласту. Результаты определения коэффициентов нефтенасыщенности Kн заносятся в табл. 8.2.

Таблица 8.2

Определение Kн терригенных коллекторов в скважине …….. (Гондыревское м-е, скв. …….., А.р. =…….. м, ∆l = …….. м, ρв = 0,045 Ом·м)

При подсчете запасов для пластов приняты следующие значения Kн: …….

8.2.4. Плотность нефти

Плотность нефти определялась по анализам качественных поверхностных и пластовых проб (см. табл. 6.1 и 6.2). Анализ глубинных проб выполнялся методом ступенчатого дегазирования. При подсчете запасов было принято значение ……..

8.2.5.Пересчетный коэффициент от пластовых условий

кповерхностным

Пересчетный коэффициент рассчитан через объемный, полученный при дифференциальном дегазировании пластовой пробы:

θ = 1/b,

где b – объемный коэффициент (см. табл. 6.1).

49

elib.pstu.ru

8.2.6. Коэффициент нефтеизвлечения

Для подсчета извлекаемых запасов необходимо определить коэффициент извлечения нефти (КИН) η. В курсовой работе определение проектной величины КИН проводится по многомерной статистической модели на основании уравнения регрессии, полученного по результатам гидродинамических расчетов всех предложенных вариантов разработки Гондыревского месторождения:

η = 0,411 – 0,056lnµн +0,044lnKпр + 0,069lnhэф.н + + 0,094lnkпесч + 0,012ln∆QВНЗ,

где µн – вязкость нефти, мПа·с; Kпр – коэффициент проницаемости, мкм2; hэф.н – эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора, м; kпесч – коэффициент песчанистости, д. ед.; ∆QВНЗ – запасы нефти в водонефтяной зоне.

Величина КИН вычисляется для каждого пласта.

8.3. Подсчет запасов нефти и растворенного газа

Указывается краткая сущность объемного метода, возможность и условия применения на данном объекте.

Указываются особенности применения объемного метода подсчета запасов на разведочном этапе.

Приводятся общие методы определения и способы расчета параметров из формулы объемного метода на разведочном этапе.

Приводится формула подсчета запасов для разведочного этапа, параметры и единицы измерения.

Далее рассчитывается каждый из параметров по формуле подсчета запасов.

Площадь нефтеносности F. Для определения площади нефтеносности в данной работе используется планиметр.

50

elib.pstu.ru